OURO PRETO AGUARDA APROVAÇÃO DA JUSTIÇA PARA CONTINUAR ATIVIDADES DE EXPLORAÇÃO NA BACIA DO RECÔNCAVO

Por Bruno Viggiano  (bruno@petronoticias.com.br) –

A diversificação e a constante busca por um equilíbrio de ativos no portfólio, incluindo blocos onshore e offshore, tanto para produção de gás quanto de óleo, são focos da Ouro Preto Óleo e Gás. No segmento offshore, o primeiro ativo a figurar definitivamente entre as aquisições da empresa foi um bloco na bacia de Barreirinhas, conquistado na 11ª Rodada de Licitações da ANP. No ano passado, após a aquisição da EP Energy do Brasil e EP Energy Pescada, antigas El Paso, a Ouro Preto complementou sua cartilha de áreas offshore, passando a deter participações nos campos de Camarão e Pinaúna, na bacia de Camamu-Almada, no campo de Camarupim, no Espírito Santo, e no Complexo Pescada-Arabaiana, na bacia Potiguar. Já no onshore, a empresa possui quatro blocos na bacia do Parnaíba (um no estado do Piauí, outro no Maranhão e dois localizados entre Piauí e Maranhão) e sete blocos na bacia do Recôncavo baiano. Toda essa composição do portfólio foi desenvolvida ao longo dos últimos anos, incluindo a espera de aprovações da ANP e do Cade para que a compra dos ativos da El Paso fosse concluída. Vencidas estas etapas, agora a Ouro Preto se depara com outra questão em alguns de seus blocos onshore.

Em novembro do ano passado, o Ministério Público Federal pediu a suspensão das atividades nos blocos no Recôncavo, pelo uso da técnica de fraturamento hidráulico (fracking), e a Justiça concedeu uma liminar contra as atividades de exploração na região. A técnica é utilizada pela indústria de petróleo há muito tempo, mas começou a ser questionada após o boom da exploração não convencional nos Estados Unidos, principalmente em função do shale (xisto). Como a exploração de recursos não convencionais, incluindo o shale, costuma se dar em profundidades menores nos projetos americanos, órgãos ambientais e entidades de defesa do meio ambiente começaram a criticar a técnica, alegando que ela seria responsável por problemas de contaminação no lençol freático, entre outras questões. No Brasil, a polêmica ainda não alcançou grandes proporções, porque a exploração não convencional ainda não chegou efetivamente ao País, principalmente em função de altos custos relacionados ao processo. No entanto, já vem dando dor de cabeça a algumas petroleiras, como a Ouro Preto, por conta de incompreensões de alguns órgãos públicos, como neste caso do Recôncavo. O diretor de exploração e produção da empresa, Edmundo Marques, lamenta o mal entendido na decisão judicial e reitera que a empresa fará perfurações em busca de recursos convencionais, sem levar riscos aos lençóis freáticos da região.

Além disso, Marques afirma que a queda drástica do preço do petróleo afetou a empresa, assim como a todos no mercado, mas ressalta que a situação também trouxe alguns benefícios. “Toda crise leva a uma oportunidade. Está havendo uma oportunidade de equipamentos mais baratos e nós queremos ‘surfar’ nessa onda, que não deve durar muito”, disse, lembrando que muitos dos blocos da Ouro Preto estão na fase de exploração, quando há os maiores custos com equipamentos e serviços, agora barateados pelo impacto gerado com a redução do valor da commodity.

Em setembro, a Ouro Preto adquiriu a EP Energy do Brasil e EP Energy Pescada, acrescentando a produção dos campos de Camarupim e Complexo Pescada-Arabiana ao portfólio da empresa. Como tem sido a experiência nesses campos em parceria com a Petrobrás?

A negociação para aquisição do portfólio da antiga El Paso, conhecida como EP Brasil, começou ainda em 2012, incluindo uma série de ativos de produção, mas acabou se estendendo, por questões relativas à ANP e ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade). Passados todos os trâmites dos dois órgãos, conseguimos concluir a negociação, mas isso só veio a ocorrer em setembro do ano passado. Essa aquisição trouxe um novo cenário para a Ouro Preto, adicionando uma produção de cerca de cinco mil barris de óleo equivalente por dia ao nosso portfólio. Passamos a ter, no Rio Grande do Norte, o Complexo de Pescada Arabaiana, operado pela Petrobrás, além de uma outra área na Bahia.Temos também 100% de Pinaúna, que está à espera de uma licença do Ibama para iniciar o desenvolvimento da produção, e, por fim, adquirimos uma participação em Camarupim, que passou por um processo de unitização com Camarupim Norte, da Petrobrás, ainda na época da El Paso. Este último é operado pela Petrobrás e fica no litoral do Espirito Santo*. 

A Petrobrás, a despeito de qualquer coisa que seja dita dela, é uma empresa reconhecida pela sua capacitação técnica. É uma empresa com excelentes funcionários. Eu mesmo fiz parte do grupo por 20 anos. É um grupo que instiga a gente a pensar e a discutir. É claro que, numa parceria, como em toda sociedade, tem amor e ódio. Temos concordâncias e divergências, mas são coisas do dia a dia, que são resolvidas sem problemas, aliando interesses.

O portfólio da empresa é bastante diversificado, com campos onshore e offshore. Há um interesse maior em algum desses segmentos?

A Ouro Preto foi fundada em 2010, ainda em fase de estudos, mas começou mesmo em janeiro de 2013, quando soubemos da 11ª rodada. Eu entrei no grupo no final de 2012, e logo em seguida, no leilão, nós adquirimos quatro blocos onshore e um offshore. No onshore, entramos na Bacia do Parnaíba, uma bacia de fronteira que hoje representa 7% da produção de gás do Brasil e ainda tem um potencial muito interessante. O trabalho lá foi iniciado pela OGX e hoje é feito pela Parnaíba Gás Natural. Nós, alternados por vizinhos ilustres, como Petrobrás e Petrogal, começamos a negociar com os novos players da bacia e adquirimos quatro blocos. No mesmo leilão, na bacia marítima de Barreirinhas, pegamos um bloco considerado de água rasa, mas esse bloco tem de 200 a 800 metros de lâmina d’água. É um bloco com um potencial muito bom na nossa visão.

Então nós estamos com um portfólio bastante confortável. Na 12ª rodada, decidimos buscar blocos mais maduros para gerar um fluxo de caixa mais rápido e fomos para o Recôncavo. Lá, ficamos com sete blocos, todos operados pela Petrobrás, incluindo parcerias com outros players interessantes, como Cowan e GDF Suez. Assim, nosso portfólio ficou bem balanceado, contando com áreas de risco, porém com grande potencial, áreas maduras, com potencial não tão grande, mas com parceiros diversificados, que podem nos dar um retorno maior em curto prazo. 

Algum exemplo de interesses comuns das empresas?

Posso citar o complexo de Pescada-Arabaiana, que é uma área madura. Vimos junto à Petrobrás uma série de oportunidades para revitalização do campo e estamos fazendo um estudo em conjunto para seguir adiante. Às vezes, podem pensar que Pescada Arabaiana, por exemplo, não seria de interesse da empresa, em função de os holofotes estarem voltados para o pré-sal, mas esse campo é o maior produtor de gás do Rio Grande do Norte.

No Recôncavo, estamos com a Petrobrás. E quem conhece melhor a região do que ela? Se por um lado ela agrega todo esse conhecimento técnico, nós temos questões de mercado para discutir. Eventualmente, nossos interesses não se aliam, então sentamos e discutimos para achar uma conclusão. É uma parceria muito boa. Por sermos uma empresa brasileira e termos diversos ex-funcionários da companhia, há um diálogo muito bom. Acredito que sejamos tratados da mesma forma que uma Shell ou uma Exxon, ou talvez até melhor, por sermos brasileiros. Nós sentimos que há uma valorização dos nossos ativos por parte da Petrobrás. Somos tratados com o respeito de um parceiro global.

No fim do ano, a ANP suspendeu as perfurações nos blocos na Bacia do Recôncavo, adquiridos na 12ª rodada de licitações, por conta de questionamentos do Ministério Público (MP) em relação ao uso do fraturamento hidráulico (fracking). Como isso afetou a empresa?

Há uma confusão nessa questão, porque o que foi proibido é o fracking associado ao shale (xisto). Shale não é o caso hoje da exploração. Porém, nós temos sempre que conversar com o Ministério Público para explicar que o fracking é uma atividade que é feita desde 1950 na Bahia, sem ligação alguma com reservatórios não convencionais. Até porque é feita em profundidades de dois mil a quatro mil metros. Lá estão nossos objetivos exploratórios. Mas acreditamos que essa é uma questão transitória. Temos reuniões com a Petrobrás para tratar disso e nosso jurídico está levando o processo adiante.

A liminar suspendeu nossas atividades, mas estamos em estudo ainda no local. Sabemos que é uma bacia com potencial, com muitos campos de óleo e gás, cujos blocos têm valor, mas a fase é de exploração, ou seja, de gerar dados e conhecer. Tecnicamente falando, o Recôncavo tem características que poderiam favorecer a exploração de óleo de xisto, mas isso não ocorre por um fator econômico no Brasil. A exploração de reservatórios não convencionais é quase uma mineração, com  a necessidade de muitos poços, e isso é muito caro no país. A indústria brasileira não está em um ponto que permita haver essa exploração. No futuro, pode ocorrer, mas hoje não. Discutir shale ainda é discutir sexo dos anjos no Brasil. O custo é que define a viabilidade do projeto, e hoje, no Brasil, isso é muito caro, não compensando esse tipo de trabalho.

Quando falamos de reservatórios não convencionais, estamos nos referindo a um termo muito amplo. Nos EUA, são reservatórios rasos, que normalmente não são produtores. São rocha mãe e não rocha reservatório. Lá é muito barato perfurar e a legislação permite que pequenas empresas entrem nesse negócio. No Brasil, a situação é muito diferente. Toda nossa exploração é feita em reservatórios tradicionais. Na profundidade em que exploramos, não há lençóis freáticos, apenas água salgada. O lençol freático fica a dezenas, no máximo centenas, de metros, enquanto a nossa perfuração ocorre a quilômetros. Infelizmente, o MP entendeu errado o que vem sendo feito. O que pode ocorrer é não podermos fazer o investimento em perfuração nesse momento e esperar a Justiça resolver isso.

Quais as expectativas com a mudança na presidência da Petrobrás?

Não conheço o novo presidente, mas, se a questão da Petrobrás for financeira, é um nome do setor e teoricamente deve conhecer bem. A Petrobrás é uma empresa tecnicamente superior, das melhores do mundo, com seu corpo técnico lá ainda, que é quem leva a empresa para frente. O problema dela é financeiro. O corpo técnico continua trabalhando e descobrindo. O que fazer, a empresa sabe, já mostrou em águas profundas e está mostrando no pré-sal. Como fazer esse negócio ser economicamente viável é a questão. Enquanto isso, o mercado de petróleo agora aguarda para ver os próximos passos da companhia.

Quais os próximos planos de expansão da Ouro Preto? Existe algum plano de construir térmicas para uso do gás produzido, ou para compra e venda de blocos?

Nesse momento, não pensamos em térmicas. Nosso objetivo para os próximos dez anos é continuar buscando descobertas nas áreas que já temos e talvez adquirir novas áreas de produção. No entanto, diversificar sempre está no nosso planejamento e estamos sempre atentos aos movimentos. Se vendermos algum ativo em algum lugar, sempre estaremos pensando em comprar para diversificar em outro lugar.

Há algum plano para alterar a classificação da Ouro Preto como Operador B e passar a operar em águas profundas?

Faz sentido mudar quando há um leilão e vemos áreas com potencial. Ao comprarmos a El Paso, compramos duas empresas com classificação A. Teoricamente, se a ANP entender assim, e provarmos nossas qualificações para ser A, vamos mudar. Mas só faz sentido se tivermos uma operação A para fazer. Temos toda condição de ser um operador A.

Já estão fazendo estudos para a 13º rodada?

O anúncio veio na Rio Oil&Gas do ano passado, mas o preço do barril de petróleo foi um banho de água fria. Nós não estamos vendo esse como o melhor momento para um leilão. Tanto que tem se falado na possibilidade de adiá-lo.

Estudos são feitos a todo momento por empresas de exploração. Ainda não sabemos quais as áreas colocadas em leilão, então montamos cenários.  Existem algumas suposições, obviamente. Mas a intensidade de olhar varia. Por não sabermos quais áreas serão oferecidas, quando vai ocorrer o leilão, e qual será o cenário do petróleo, nós não estamos dando muito peso hoje para isso.

Alguma preferência por alguma área para o próximo leilão?

Nossa atividade é bastante diversificada, tanto no Nordeste, quanto no Sudeste, então participaremos de qualquer atividade que julgarmos interessante. Não há um tipo de preferência. Nosso comprometimento é com o nosso investidor, que foi quem acreditou no nosso projeto, e nos comprometemos com eles a dar um passo de acordo com o tamanho da nossa perna, sempre.

A queda do preço do barril levou a alguma mudança na estratégia da empresa?

Sempre gera impacto, para todos da cadeia. É um impacto violento, de quase 50% da sua mercadoria. Qualquer pessoa que perca 50% do valor do seu produto vai sentir. Nossa sorte é que a maior parte do nosso portfólio é futuro. Temos também o gás, que são contratos de longo prazo. A demanda de gás é muito ligada às térmicas, que estão produzindo sem parar. O gás virou praticamente uma commodity. Então não afetou tanto a nós porque não temos esse volume todo de óleo. O que faremos é revitalizar campos para iniciar produções simples em 2016 e começar a furar em 2017. A questão onshore é até favorável, porque os serviços caíram. Toda crise leva a uma oportunidade. Está havendo uma oportunidade de equipamentos mais baratos e nós queremos “surfar” nessa onda, que não deve durar muito. 

*Nota da Redação: a entrevista foi feita antes do acidente envolvendo o FPSO São Mateus, no campo de Camarupim, por isso a questão não é mencionada nas perguntas e nas respostas.